Измерение продукции нефтяных скважин. Автоматизированные групповые замерные установки.

Измерение продукции скважин имеет исключительно большое значение в разработке нефтяных месторождений. Оно необходимо для контроля и регулирования процесса разработки. Измерение продукции скважин в высоконапорной герметизированной системе сбора осуществляется стационарными автоматизированными устройствами, которые получили название «Спутник». Разработаны несколько технологических схем «Спутника». Они подразделяются на схемы: с запорным устройством на газовой линии; с запорным устройством на нефтяной линии.

Блочные автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник-A» предназначены для периодического определения в автоматическом режиме дебитов нефтяных скважин по жидкости и контроля за их подачей. Существует несколько модификаций этих установок с объемным и массовым способами измерения дебита скважин.

Спутник А состоит из двух блоков: 1) замерно-сепарационного блока; 2) блока управления.

Продукция скважин по выкидным линиям ВЛ, последовательно проходя через обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ-1М, затем по общему нефтегазосборному коллектору попадает в сборный коллектор, подключенный к системе сбора.

В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод отводится в двух емкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по отдельному трубопроводу проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и снова поступает в общий сборный коллектор.

Сепарация нефти и газа начинается в одноточном гидроциклоне, в который поступает продукция скважины, подключенной на замер. Гидроциклон представляет собой вертикальную трубу с тангенциальным нисходящим вводом нефтегазового потока. Скорость ввода потока в гидроциклон регулируется от 10 до 30 м/с специальными насадками, установленными на входном патрубке. В гидроциклоне под действием центробежной силы, возникающей за счет вращательного движения потока, жидкость, имеющая большую плотность, чем газ, отбрасывается к стенкам, а газ выделяется в центральную часть. В нижней части гидроциклона перед поворотом установлено переточное устройство, которое обеспечивает переток нефти вдоль стенки из верхней части трубы в нижнюю часть так, чтобы не происходило смешение жидкости и газа.

Верхняя технологическая емкость предназначена только для сепарации. В ней имеется наклонная полка, на которую попадает жидкость из гидроциклона и стекает по ней тонким слоем. Это способствует всплытию мелких пузырьков окклюдированного газа из жидкости. Далее жидкость по трубе перетекает в нижнюю технологическую емкость, где, также пройдя наклонную полку, накапливается внизу. Из нижней технологической емкости жидкость периодически выводится и замеряется в турбинном счетчике ТОР-1. Управление процессом периодического вывода жидкости из сепаратора осуществляется регулятором уровня и поворотным затвором.

Газ, который выделяется в гидроциклоне и в емкостях, периодически выводится в систему сбора. Периодичность вывода обусловлена участием газа в выталкивании жидкости из нижней емкости. Верхняя и нижняя емкости между собой соединены патрубком для перепуска газа, выделившегося в нижней емкости.

Измеряемый дебит скважины (в м³) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления, сигналы на этот блок поступают от турбинного расходомера ТОР-1.

Переключение скважин на замер осуществляется периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель насоса НШ и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ-1М под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

В установке «Спутник-A» турбинный счетчик расхода одновременно служит сигнализатором подачи скважины. При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики об отсутствии за определенный период сигналов от счетчика ТОР-1.

На установке «Спутник-Б» принцип измерения продукции скважины тот же, что на установке «Спутник-A». Отличительной особенностью являются:

• «Спутник-Б» снабжен насосом-дозатором для ввода жидких химических реагентов (деэмульгаторов, ингибиторов коррозии) в продукцию скважины и баком для хранения химического реагента;

• предусмотрена возможность установки счетчика газа «АГАТ» для измерения количества попутного газа.

Измерение продукции скважин, имеющее исключительно важное значение для контроля и реглирования разработки месторождений, ведется на разных нефтедобывающих предприятиях пока по-разному.

1. При самотечнй системе сбора нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудованием учет продукции скважин выполняют операторы, обслуживающие это оборудование.

Количество нефти и воды, поступающее из скважины в индивидуальную сепарационно-замерную установку, измеряется или в замерном трапе или в открытом цилиндрическом мернике. Продукцию скважины в мернике оператор замеряет рейкой с делениями и реже- при помощи водомерного стекла, установленного на мернике. Количество газа на индивидуальных установках замеряется несистематически.

На групповых замерно-сепарационных установках количество газа замеряется при помощи стандартных диафрагм и расходомеров ДП-430, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора. Количество нефти и воды по скважинам замеряют переодически - от одного раза в сутки до одного раза в три-пять дней в зависимости от режима работы скважины (спокойный, пульсирующий).

Для измерения производительности скважин по измерению уровней нефти и воды в мернике пользуются следующими формулами:

- объем 1 см высоты цилинрического мерника равен

где D- внутренний диаметр мерника в м;

- объем нефти, поступающий в мерник

- объем воды, поступающей в мерник

Если наполнение мерника продолжалось tминут, то суточная производительность скважины составит:

- по нефти

- по воде

где 1440- число минут в сутках4

Чтобы ускорить измерения производительности скважин по уровню в мернике на каждый мерник составляют отдельную таблицу объемов.

2. Измерение продукции скважин при герметизированной системе сбора долгое время осуществлялось путем ручного переключения задвижек, размещенных на распределительных батареях, что являлось одной из причин, сдерживавших внедрение этой системы в практику НГДУ. В настоящее время разработаны и широко применяются автоматические устройства по замеру продукции скважин:спутник-А,Спутник-Б, Спутник- В.

Спутник А предназначен для автоматического переключения скважин на замер,автоматического измерения дебита скважин,подключенного к Спутнику, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Спутник А состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором происходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер. Спутник А работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время.

Спутник А выпускается на рабочее давление 15,7*10^5 Па и 39,3*10^5Па, на максимальную производитеьность скважин по жидкости 400 м3/сут и вязкость жидкости не более 80 сСт.Паспортная погрешность измерения дебита жидкости Спутником А колеблется в пределах ±2,5%.Блоки Спутника А могут быть обогреваемы и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений имеющих низкие температуры окружающей среды.

Недостатками Спутника А является невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклоннрм сепараторе вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа.

Спутник В предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе, автоматического измерения дебита ссвободного газа.

Недостаток Спутника В заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Спутник Б40 предназначен для автоматического переключения скважин на замер позаданной программе и автоматического измерения дебита по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На Спутнике Б40 установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воы в потоке; так же автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

При помощи Спутника Б40, так же как Спутника Б и Спутника А, можно измерять раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин.

Разработан также Спутник Б40-24, который отличается от Спутника Б40 лищь числом подключенных скважин- к нему можно подключить 24 скважины.